Содержание к диссертации
Введение
1. Характеристика сельских электрических сетей и постановка задачи исследования 11
1.1. Анализ современного состояния сельских электрических сетей 11
1.2. Современное состояние силовых трансформаторов в филиале ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» и причины повышенных потерь в них ... 18
1.3. Причины изменения потерь в магнитопроводах силовых трансформаторов 25
1.3.1. Влияние продолжительности эксплуатации 25
1.3.2. Влияние капитального ремонта с разборкой магнитопровода 27
1.3.2.1. Технология изготовления пластин 27
1.3.2.2. Шлифовка поверхности пластин 29
1.3.2.3. Транспортировка, разборка и сборка магнитопровода 30
1.3.2.4. Опрессовка магнитопровода 31
1.3.2.5. Качество ремонта силовых трансформаторов 32
1.4. Анализ методик расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах силовых трансформаторов и необходимость их корректировки 34
1.5. Выводы 39
2. Математическая модель изменения потерь мощности в магнитопроводе (ипмм) силового трансформатора 41
2.1. Формирование исходных данных для разработки математической модели 42
2.1.1. Сбор информации о результатах замеров потерь мощности в магнитопроводах силовых трансформаторов 42
2.1.2. Измерение потерь мощности в магнитопроводах силовых трансформаторов в процессе эксплуатации и после проведения капитального ремонта 43
2.2. Разработка математической модели ИПММ силового трансформатора 48
2.2.1. Порядок разработки математической модели ИПММ силового трансформатора 48
2.2.2. Математические модели ИПММ силовых трансформаторов 35 и
110 кВ в процессе эксплуатации 53
2.2.3. Математическая модель ИПММ силовых трансформаторов 6-10 кВ после проведения капитального ремонта 61
2.3. Выводы 67
3. Методика, алгоритм и программы расчета потерь электроэнергии в силовых трансформаторах 68
3.1. Методика расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах силовых трансформаторов 68
3.2. Программа расчета потерь электроэнергии в силовых трансформаторах напряжением 35 и 110 кВ 70
3.3. Программа расчета потерь электроэнергии в силовых трансформаторах напряжением 6-10 кВ 77
3.4. Влияние корректировки потерь мощности в магнитопроводах трансформаторов на результаты расчетов потерь электроэнергии в сетях «Орелэнерго» 81
3.5. Выводы 83
4. Повышение экономичности работы силовых трансформаторов 84
4.1. Влияние капитального ремонта на экономичность работы силовых трансформаторов 84
4.2. Технико-экономическая оценка целесообразности проведения капитального ремонта силовых трансформаторов напряжением 6-10 кВ с учетом разработанной регрессионной модели 88
4.3. Выводы 97
Общие выводы и результаты 98
Список литературы 100
- Современное состояние силовых трансформаторов в филиале ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» и причины повышенных потерь в них
- Измерение потерь мощности в магнитопроводах силовых трансформаторов в процессе эксплуатации и после проведения капитального ремонта
- Программа расчета потерь электроэнергии в силовых трансформаторах напряжением 35 и 110 кВ
- Технико-экономическая оценка целесообразности проведения капитального ремонта силовых трансформаторов напряжением 6-10 кВ с учетом разработанной регрессионной модели
Введение к работе
Актуальность темы исследования. В настоящее время значительная часть силовых трансформаторов в энергосистемах России эксплуатируется за пределами нормативного срока службы, причем многие из них проходили капитальный ремонт с разборкой магнитопровода. По результатам диагностических испытаний фактические потери мощности в магнитопроводах указанных трансформаторов существенно отличаются от их паспортных значений. При этом в действующих методиках расчета потерь электроэнергии в сетях срок эксплуатации трансформатора и наличие капитального ремонта с разборкой магнитопровода не учитываются. Данное обстоятельство приводит к значительной погрешности расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах трансформаторов и сказывается на эффективности проводимых мероприятий по энергосбережению.
В современных условиях значимость задачи по снижению потерь электроэнергии в сетях существенно возросла в связи с тем, что стоимость нормативных потерь является одной из составляющих тарифа на электроэнергию. Не включаемые в тариф сверхнормативные потери электроэнергии являются прямыми убытками электросетевых компаний, экономию от снижения которых можно направить на реконструкцию сетей, совершенствование организации передачи и распределения электроэнергии, повышение надежности и качества электроснабжения потребителей, увеличение зарплаты персонала, уменьшение тарифов на электроэнергию. В связи с этим повышение точности расчета потерь в трансформаторах является особенно актуальной задачей.
К настоящему времени разработано значительное количество методов расчета потерь электроэнергии в электрических сетях. Исследования по совершенствованию методов расчета потерь ведутся и сейчас. Большой вклад в решение этих задач внесли отечественные ученые: Воротницкий В.Э., Железко Ю.С., Казанцев В.Н., Будзко И.А., Левин М.С., Клебанов Л.Д., Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. и многие другие.
Целью данной работы является разработка методики расчета потерь
электроэнергии в магнитопр оводах длительно эксплуатирующихся силовых трансформаторов, позволяющей повысить точность расчета потерь в трансформаторах и находить наиболее достоверную структуру потерь в электрических сетях, что в свою очередь позволяет повысить эффективность планирования и реализации мероприятий по снижению как технических, так и коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях.
Основные задачи. Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решались следующие задачи:
проведение анализа современного состояния силовых трансформаторов и рассмотрение условий их работы;
определение причин, вызывающих изменение потерь мощности в магнитопроводах силовых трансформаторов в процессе эксплуатации и после проведения капитального ремонта с разборкой магнитопровода;
проведение анализа существующих методик расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах силовых трансформаторов;
сбор и обработка статистических данных о результатах замеров потерь мощности в магнитопроводах силовых трансформаторов с разными сроками эксплуатации и наличием капитального ремонта с разборкой магнитопровода;
выбор факторов, оказывающих наибольшее влияние на изменение потерь мощности в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся силовых трансформаторов;
разработка регрессионных математических моделей, учитывающих изменение потерь мощности в магнитопроводах силовых трансформаторов с длительными сроками эксплуатации и наличием капитального ремонта с разборкой магнитопровода;
разработка методики расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся силовых трансформаторов;
разработка алгоритма и программы, позволяющей рассчитывать
потери электроэнергии в силовых трансформаторах с учетом длительности
эксплуатации и наличия капитального ремонта;
сравнительная оценка результатов расчетов потерь электроэнергии в силовых трансформаторах энергосистемы по разработанной и действующей методикам;
влияние учета изменения потерь в магнитопроводах на экономичность работы силовых трансформаторов и снижение потерь электроэнергии в сетях.
Объектом исследования являются силовые трансформаторы классов напряжений ПО, 35, 10 и 6 кВ.
Предметом исследования являются потери в магнитопроводах силовых трансформаторов классов напряжений 110, 35, ЮибкВ.
Методы исследования. Исследование проводилось на основе теории вероятностей и математической статистики с использованием корреляционного и регрессионного анализа, математических методов вычислений, исследований в области эксплуатации силовых трансформаторов, практического опыта эксплуатации и ремонтов трансформаторов, программного продукта Excel 2007.
Научная новизна полученных результатов диссертационной работы заключается в следующем:
доказано, что длительная эксплуатация силовых трансформаторов и капитальный ремонт с разборкой магнитопровода приводят к значительному отличию фактических потерь мощности в магнитопроводах трансформаторов от их паспортных значений;
доказана необходимость учета продолжительности эксплуатации и наличия капитального ремонта силовых трансформаторов при расчетах потерь электроэнергии в электрических сетях;
разработаны оригинальные математические модели, основанные на статистических данных о замерах потерь холостого хода и математическом аппарате корреляционно-регрессионного анализа, учитывающие изменение потерь мощности в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся
силовых трансформаторов:
регрессионная математическая модель изменения потерь мощности в магнитопроводах (ИПММ) силовых трансформаторов ПО кВ в зависимости от срока эксплуатации;
регрессионная математическая модель ИПММ силовых трансформаторов 35 кВ в зависимости от срока эксплуатации;
регрессионная математическая модель ИПММ силовых трансформаторов 6-10 кВ, прошедших капитальный ремонт с разборкой магнитопровода в условиях специализированного ремонтного предприятия (СРП);
- предложена методика расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах силовых трансформаторов с длительными сроками эксплуатации и наличием капитального ремонта с разборкой магнитопровода, позволяющая повысить точность расчета потерь в трансформаторах и эффективность проводимых мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях;
- разработаны алгоритмы и программы для ЭВМ по расчету потерь электроэнергии в силовых трансформаторах, в которых реализована предложенная методика расчета.
По материалам разработок получено свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.
Достоверность результатов. Достоверность полученных результатов, сделанных выводов и рекомендаций, проделанных расчетов подтверждается результатами диагностических обследований трансформаторов.
Практическая ценность. Разработанные в диссертации регрессионные модели ИПММ силовых трансформаторов и предложенная методика повышают точность расчета потерь электроэнергии в трансформаторах, имеющих длительные сроки эксплуатации и наличие капитального ремонта с разборкой магнитопровода, что позволяет с большей эффективностью планировать и реализовывать мероприятия по замене недогруженных трансформаторов, обосновывать целесообразность проведения капитального
ремонта и решать другие задачи по энергосбережению в электросетевых предприятиях.
Приведенные в работе рекомендации по проведению технико-экономического обоснования целесообразности капитального ремонта трансформаторов 6-10 кВ позволяют уменьшить затраты на их эксплуатацию и снизить потери электроэнергии в сетях.
На защиту диссертации выносятся следующие положения:
- разработанные регрессионные математические модели ИПММ длительно эксплуатирующихся силовых трансформаторов:
регрессионная математическая модель ИПММ силовых трансформаторов ПО кВ;
регрессионная математическая модель ИПММ силовых трансформаторов 35 кВ;
регрессионная математическая модель ИПММ силовых трансформаторов 6-10 кВ;
предложенная методика расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах силовых трансформаторов с длительными сроками эксплуатации и наличием капитальных ремонтов с разборкой магнитопровода, повышающая точность расчета потерь в силовых трансформаторах и эффективность проводимых мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях;
разработанные алгоритмы и программное обеспечение, позволяющие производить расчет потерь электроэнергии в силовых трансформаторах по предложенной методике.
Апробация работы. Основные положения и научные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Международных выставках-Интернет-конференциях «Энергообеспечение и безопасность» в Орловском ГАУ (2005, 2007 гг.); Международных научно-практических интернет-конференциях «Энерго- и ресурсосбережение - XXI век» в Орловском региональном центре энергосбережения (2005...2007 гг.);
опубликованы в специализированных научных журналах «Промышленная энергетика» (2006 г. - №4), «Механизация и электрификация сельского хозяйства» (2008 г. - №12, 2009 г. - № 4).
Публикации. По результатам исследований опубликовано 8 печатных работ, из них 3, в изданиях, рекомендуемых ВАК.
Структура диссертации и ее объем. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и результатов работы, списка литературы и приложений. Общий объем составляет 152 страницы, в том числе 99 страниц основного текста, 22 рисунка, 11 таблиц, списка литературы из 144 наименований и 5 приложений на 37 страницах.
Современное состояние силовых трансформаторов в филиале ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» и причины повышенных потерь в них
Из общей величины потерь электроэнергии в энергосистемах России порядка 80 % приходится на распределительные электрические сети 110 кВ и ниже. Структура технических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях имеет следующий вид: потери электроэнергии в трансформаторах составляют 25 %, потери в линиях электропередачи - 65 %, а остальные 10 % - потери в оборудовании сетей и подстанций (корона, собственные нужды подстанций, токоограничивающие реакторы, компенсирующие устройства, измерительные трансформаторы тока и напряжения) [38]. Приведенные данные показывают, что наибольшая часть потерь сосредоточена в линиях и трансформаторах.
Увеличение потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях вызвано рядом факторов: 1. Малыми сечениями проводов на В Л 10 кВ, которые выбирались при нагрузке, ожидаемой через 5-7 лет. После наступления указанного периода ВЛ становились перегруженными, что приводило к повышенным потерям электроэнергии. 2. Низкой загрузкой трансформаторов на ТП 10/0,4 кВ и РТП 35-110/10 кВ, составляющей порядка 20-30 %, что ведет к завышенным потерям электроэнергии в магнитопроводах трансформаторов. 3. Нехваткой центров питания, в связи с чем ВЛ 10 кВ излишне протяженные (достигают 50 км), что также приводит к увеличению потерь электроэнергии (за рубежом радиус линий электропередач данного класса напряжения составляет 7-10 км) [93]. 4. Неоптимальные установившиеся режимы в сетях по уровням напряжения. Средства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) в центрах питания распределительных сетей и средства переключения без возбуждения (с отключением трансформатора) на ТП 10/0,4 кВ практически не используются или используются эпизодически по мере поступления жалоб потребителей на низкое напряжение в часы максимальных нагрузок [36]. Возможность регулирования напряжения под нагрузкой в автоматическом режиме имеется только у 10 % трансформаторов напряжением 35и110кВсустройствамиРПН [108]. 5. Имеющиеся в распределительных сетях устройства компенсации реактивной мощности зачастую не используются или не функционируют, что создает дополнительные потери электроэнергии в сетях от перетоков реактивной мощности. 6. Причиной дополнительных потерь электроэнергии в сетях являются погрешности средств измерения электрической энергии [67], которые вызваны наличием счетчиков и измерительных трансформаторов с низкими классами точности, низкой токовой нагрузкой трансформаторов тока (ТТ), перегрузкой вторичных цепей трансформаторов напряжения (ТН), а также истекшими сроками поверки ТТ, ТН и счетчиков. 7. Хищениями электроэнергии и недостатками в организации контроля за ее потреблением. Часто наблюдается, что электроэнергия поступает от распределительных компаний по качеству в соответствии со стандартом, но до сельского потребителя она доходит не соответствующей требованиям ГОСТа. Причиной этого наряду с излишней протяженностью ВЛ и заниженными сечениями проводов является неравномерное распределение электрической нагрузки по трем фазам четырехпроводной электросети 0,38 кВ. В ней возникают так называемые «нулевые» и «обратные» последовательности токов, которые вызывают [16]: - рост потерь электроэнергии на нагрев сетевого и электрооборудования потребителей в 3-4 раза (до 30-40 % вместо 10 %), недопустимые отклонения напряжения у электропотребителя (± 20 % вместо ± 5 %), появление скачка напряжения на неповрежденных фазах при однофазных коротких замыканиях; - снижение нагрузочной способности трансформаторов и электроприводов в 1,5 раза и соответствующее снижение их КПД, затруднение запуска асинхронного электропривода под нагрузкой от трансформаторов соизмеримой мощности; - сокращение на порядок сроков службы приборов освещения и бытовых электронных приборов, блоков питания ЭВМ, вибрацию обмоток трансформаторов и их повреждение; - повышение несинусоидальности формы кривой тока и напряжения в распределительных электросетях 0,38 кВ, что сопровождается электропомехами в системах радио, телевидения и связи; - снижение чувствительности работы защиты от коротких замыканий и перегрузок, ухудшение электробезопасности работы сети. В [16] предложены два варианта технического решения указанных проблем в сельских электрических сетях. Первый заключается в модернизации существующих трансформаторов 10(6)/0,4 кВ с установкой симметрирующего устройства (СУ), а второй - путем изготовления специальных трансформаторов оригинальным способом Бородина - Судника - Шадрина со специальным размещением вторичных обмоток 0,4 кВ на магнитопроводе трансформатора.
По первому варианту и авторскому свидетельству профессора А.П. Сердешнова и др. Минским электротехническим заводом им. В.И. Козлова серийно выпускаются трансформаторы серии ТМГСУ. Многолетний опыт эксплуатации более 1000 таких трансформаторов мощностью 25-250 кВА со схемой соединения Y/YH и СУ в электрических сетях Республики Беларусь подтвердил возможность устранения вышеуказанных проблем и в среднем сократил потери энергии на 17 кВт ч на каждый 1 кВт установленной мощности трансформатора с СУ. Учитывая эффективность использования трансформаторов с симметрирующим устройством, концерном «Белэнерго», в целях снижения потерь электроэнергии и стабилизации напряжения в распределительных сетях 0,38 кВ, было предписано использовать именно эти силовые трансформаторы, изготовляемые электротехническим заводом им. В.И. Козлова.
Измерение потерь мощности в магнитопроводах силовых трансформаторов в процессе эксплуатации и после проведения капитального ремонта
Учитывая влияние длительности эксплуатации силовых трансформаторов и капитального ремонта с разборкой магнитопровода на потери мощности XX, а также количество силовых трансформаторов, эксплуатирующихся с превышением нормативных сроков службы и наличием капитальных ремонтов, возникает необходимость корректировки действующей методики расчета, не учитывающей данных факторов.
Корректировка методики расчета потерь электроэнергии в магнитопроводе силового трансформатора заключается в том, чтобы выполнять расчет не на основе паспортных потерь мощности в магнитопроводе, а с использованием их фактических значений. Таким образом, задача повышения точности расчета потерь сводится к определению фактических потерь мощности в магнитопроводе.
Фактические потери мощности в магнитопроводах силовых трансформаторов можно определить из опыта XX. При наличии замеров потерь мощности XX не возникнет сложности в определении потерь электроэнергии в магнитопроводе силового трансформатора. Однако, такие данные имеются не по всем силовым трансформаторам, так как основным назначением замеров потерь в магнитопроводе в процессе эксплуатации является диагностика состояния силовых трансформаторов. В связи с чем, порядка половины силовых трансформаторов имеют данные о замерах потерь мощности в магнитопроводе, а по остальным такие данные отсутствуют. Вместе с тем, не все указанные замеры могут быть использованы при расчетах потерь электроэнергии, поскольку имеют различные сроки давности их проведения. Учитывая данное положение, необходимо разработать методику, которая позволит определять фактические потери мощности в магнитопроводах силовых трансформаторов с различными сроками эксплуатации.
Для определения фактических потерь мощности в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся силовых трансформаторов их предлагается делить на следующие группы: 1) новые трансформаторы; 2) трансформаторы с актуальными результатами замеров потерь мощности в магнитопроводе; 3) трансформаторы с неактуальными замерами потерь; 4) трансформаторы без замеров потерь. К первой группе следует отнести силовые трансформаторы со сроком эксплуатации до двух лет. Это связано с тем, что разработанные математические модели эксплуатационного изменения потерь мощности в магнитопроводе ограничиваются сроками эксплуатации от двух лет. Ко второй группе относятся силовые трансформаторы, у которых измерения потерь в магнитопроводах проводились в течение текущего года. К третьей группе следует отнести силовые трансформаторы с замерами потерь, проведенными более года назад. В четвертую группу входят трансформаторы, не охваченные замерами потерь. С учетом приведенной классификации, фактические потери мощности в магнитопроводах силовых трансформаторов, относящихся к первой группе, соответствуют паспортным потерям мощности XX, в силовых трансформаторах второй группы - измеренным потерям XX. Для остальных силовых трансформаторов, входящих в третью и четвертую группы, фактические потери мощности в магнитопроводах можно определить с использованием разработанных математических моделей эксплуатационного изменения потерь мощности XX (2.54) и (2.55). В случае, когда потери мощности в магнитопроводах трансформаторов, входящих в третью группу, по результатам расчета окажутся ниже измеренных значений, то в качестве фактических потерь мощности рекомендуется принимать результаты замеров. При определении фактических потерь мощности в магнитопроводах силовых трансформаторов прошедших капитальный ремонт, их предлагается делить на две группы: 1) трансформаторы, имеющие данные о замерах потерь мощности в магнитопроводе после проведения ремонта; 2) трансформаторы, у которых результаты таких замеров отсутствуют. Таким образом, фактические потери мощности в магнитопроводах силовых трансформаторов первой группы соответствуют измеренным потерям. В силовых трансформаторах, относящихся ко второй группе, фактические потери мощности в магнитопроводе рекомендуется определять на основе разработанной математической модели послеремонтного изменения потерь (2.76).
Для определения потерь в силовых трансформаторах напряжением 35 и 110 кВ разработана программа РПСТ 35-110. Программа рассчитывает потери, как в одном силовом трансформаторе, так и в группе силовых трансформаторов, с разбивкой на потери в магнитопроводе и потери в обмотках. Ее отличительной особенностью является возможность расчета потерь в магнитопроводах с учетом срока эксплуатации трансформаторов. При этом используются разработанные регрессионные модели изменения потерь мощности в магнитопроводах. Потери электроэнергии в обмотках рассчитываются по методу средних нагрузок на основе данных об энергиях, прошедших через трансформатор. Далее приведен алгоритм программы и руководство пользователя.
Программа расчета потерь электроэнергии в силовых трансформаторах напряжением 35 и 110 кВ
После ввода исходных данных по силовым трансформаторам производится расчет нажатием кнопки «Рассчитать». Программа определит потери электроэнергии в каждом силовом трансформаторе с разбивкой на потери в магнитопроводе и обмотках, а также потери в целом по производственному отделению (энергоучастку). Сохранение результатов расчета потерь электроэнергии выполняется кнопкой «Сохранить».
При проведении расчетов можно загрузить сохраненный файл. Для этого следует нажать «Загрузить», затем выбрать нужный файл. В загруженном файле можно изменить состав трансформаторов и исходные данные, после чего произвести новый расчет. Удаление всей информации содержащейся в закладке «Расчет» производится кнопкой «Очистить». Кнопка «Печать» служит для вывода результатов расчета потерь в «Excel». Количественная оценка влияния корректировки потерь мощности в магнитопроводах силовых трансформаторов на результаты расчетов потерь 4 энергии проведена на примере Орловской энергосистемы, сроки эксплуатации трансформаторного парка которой характерны и для большинства энергосистем России. Влияние срока эксплуатации силовых трансформаторов на потери электроэнергии в сетях оценивалось на силовых трансформаторах напряжением 35 и 110 кВ. При этом использовалась разработанная программа РПСТ 35-110. Для выполнения расчета проведен сбор необходимой исходной информации, включающей номера и типы трансформаторов, места их установки (наименования подстанций), параметры (номинальные напряжение и мощность, паспортные потери мощности в магнитопроводе и обмотках, активное сопротивление обмоток), результаты замеров потерь мощности в магнитопроводах и сроки эксплуатации трансформаторов. Собранная по трансформаторам информация была занесена в базу данных программы. Причем, значения потерь мощности в магнитопроводах трансформаторов принимались в соответствии с разработанной методикой. Так, для трансформаторов с актуальными результатами замеров потерь мощности XX в программу закладывались измеренные значения потерь, а для новых трансформаторов и трансформаторов с отсутствующими данными о замерах - паспортные потери мощности. Данные о нагрузках, задаваемые при проведении расчета, соответствовали декабрю 2008г.
С учетом реализованного в программе алгоритма, потери в новых трансформаторах определялись на основе паспортных потерь мощности XX, в трансформаторах с измеренными потерями - по результатам замеров, а в остальных - с использованием разработанных математических моделей (2.54) и (2.55). Потери в обмотках трансформаторов определялись программой по методу средних нагрузок, согласно изложенному выше алгоритму.
По результатам расчетов, потери в магнитопроводах трансформаторов 35 и 110 кВ «Орелэнерго», найденные по действующей методике, составили 2374 тыс. кВт ч, а по разработанной методике - 3096 тыс. кВтч. Существенное различие в результатах расчетов, составляющее 30 %, указывает на необходимость учета срока эксплуатации трансформаторов.
Влияние капитального ремонта трансформаторов на потери электроэнергии в сетях оценивалось на примере одного из РЭС, на балансе которого находятся 289 трансформаторных подстанций напряжением 6-10 кВ. Для расчета потерь была собрана информация, содержащая типы трансформаторов, диспетчерские наименования ТП, номинальные напряжение и мощность трансформаторов, паспортные потери мощности в магнитопроводах и обмотках, данные о наличии капитального ремонта со сменой обмоток и результаты замеров потерь XX после его проведения. В рассматриваемом РЭС капитальному ремонту с разборкой магнитопровода подвергалось 26 % силовых трансформаторов, из которых 20 % имеют данные о замерах потерь мощности XX, а у 6 % такие данные отсутствуют.
Расчет потерь электроэнергии в силовых трансформаторах выполнялся по разработанной программе РПСТ 6-10. Потери электроэнергии в магнитопроводах силовых трансформаторов 6-10 кВ, прошедших ремонт, определялись программой по измеренным потерям XX, а при отсутствии этих данных - с использованием разработанной математической модели ИПММ (2.76). Расчеты показали, что потери электроэнергии в магнитопроводах трансформаторов, найденные по действующей и разработанной методикам составили 114 и 122 тыс. кВтч соответственно. Различие между результатами расчетов (6,5 %) указывает на необходимость учета капитального ремонта. 1. Разработана методика расчета потерь в магнитопроводах трансформаторов, имеющих длительные сроки эксплуатации и прошедших капитальный ремонт с разборкой магнитопровода. 2. Разработан алгоритм и программа РПСТ 35-110, позволяющая рассчитывать потери электроэнергии в силовых трансформаторах напряжением 35 и ПО кВ с учетом сроков их эксплуатации. 3. Разработан алгоритм и программа РПСТ 6-10, предназначенная для расчета потерь электроэнергии в силовых трансформаторах напряжением 6-10 кВ с учетом капитального ремонта с разборкой магнитопровода. 4. Используя разработанные программы, произведена количественная оценка влияния срока эксплуатации и наличия капитального ремонта на результаты расчета потерь в магнитопроводах трансформаторов. Расчет потерь в трансформаторах «Орелэнерго», выполненный за декабрь 2008 г., показал, что точность расчетов потерь в магнитопроводах при учете срока эксплуатации повышается на 30 %, а капитального ремонта - на 6,5 %, что подтверждает необходимость учета этих факторов.
Технико-экономическая оценка целесообразности проведения капитального ремонта силовых трансформаторов напряжением 6-10 кВ с учетом разработанной регрессионной модели
В рассматриваемых вариантах силовых трансформаторов имеется различие только в потерях в магнитопроводе. Потери в обмотках практически одинаковы, за исключением силовых трансформаторов ТМ-1000.
Расчет дисконтированных затрат предварительно проведен для периода - 10 лет. Из результатов расчетов следует, что дисконтированные затраты в первом варианте меньше, чем во втором. В связи с этим проведены дополнительные расчеты затрат для периода 25 лет, который соответствует нормативному сроку службы силовых трансформаторов.
Рассчитав коэффициент Крем с учетом разработанной регрессионной модели для всего диапазона номинальных мощностей ремонтируемых силовых трансформаторов и сравнив дисконтированные затраты в рассматриваемых вариантах при найденном значении коэффициента, установлено, что в первом варианте дисконтированные затраты ниже, чем во втором. В данном случае наиболее экономичным является первый вариант, предусматривающий проведение капитального ремонта силовых трансформаторов. 1. При планировании и реализации мероприятий по замене недогруженных силовых трансформаторов 6-10 кВ, с целью снижения потерь, на трансформаторы меньшей номинальной мощности, следует учитывать, на какой трансформатор производится замена - новый или прошедший капитальный ремонт с разборкой магнитопровода. Проведение данного мероприятия без учета наличия капитального ремонта, в большинстве случаев, приводит к отрицательному экономическому эффекту. 2. Капитальный ремонт с разборкой магнитопровода, в условиях специализированного ремонтного предприятия, для силовых трансформаторов 6-10 кВ со сроками эксплуатации 25 лет и более проводить нецелесообразно. При меньших сроках эксплуатации силовых трансформаторов решение о проведении капитального ремонта следует принимать только по результатам технико-экономического обоснования. 3. Применение технико-экономического обоснования целесообразности проведения капитального ремонта силовых трансформаторов 6-10 кВ с учетом разработанной математической модели ИПММ позволит повысить надежность электроснабжения потребителей и снизить потери электроэнергии в электрических сетях. В диссертационной работе разработана методика расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся силовых трансформаторов, позволяющая учесть сроки эксплуатации трансформаторов и наличие капитального ремонта с разборкой магнитопровода. Применение данной методики позволяет повысить точность расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах силовых трансформаторов, что дает возможность наиболее эффективно планировать и реализовывать мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сетях. Основные результаты теоретических и экспериментальных исследований сводятся к следующему: 1. Доказана необходимость учета продолжительности эксплуатации силовых трансформаторов и капитального ремонта с разборкой магнитопровода при расчетах потерь электроэнергии в сетях. 2. Разработаны оригинальные регрессионные математические модели ИПММ трансформаторов 35 и трансформаторов ПО кВ в зависимости от продолжительности эксплуатации, базирующиеся на статистических данных о замерах потерь мощности XX в трансформаторах Орловской, Курской и Белгородской энергосистем. 3. Разработана оригинальная регрессионная математическая модель ИПММ трансформаторов 6-10 кВ, основывающаяся на экспериментальных данных о замерах потерь мощности в магнитопроводах трансформаторов, прошедших капитальный ремонт с разборкой магнитопровода в условиях СРП. 4. Предложена методика расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах силовых трансформаторов, позволяющая повысить точность расчета потерь в силовых трансформаторах с длительными сроками эксплуатации и наличием капитального ремонта с разборкой магнитопровода, основанная на разработанных регрессионных математических моделях ИПММ. 5. Разработаны алгоритм и программы для ЭВМ по расчету потерь электроэнергии в трансформаторах 35-110 кВ и трансформаторах 6-10 кВ (РПСТ 35-110 и РПСТ 6-10), в которых реализована вышеуказанная методика расчета. 6. Расчеты потерь электроэнергии в силовых трансформаторах «Орелэнерго», выполненные за декабрь 2008г., показали, что точность расчетов потерь в магнитопроводах при учете сроков эксплуатации трансформаторов повышается на 30 %, а капитального ремонта с разборкой магнитопровода - на 6,5 %, что подтверждает необходимость учета этих факторов. 7. Капитальный ремонт с разборкой магнитопровода, в условиях специализированного ремонтного предприятия, для силовых трансформаторов 6-10 кВ со сроками эксплуатации 25 лет и более проводить нецелесообразно. При меньших сроках эксплуатации силовых трансформаторов решение о проведении капитального ремонта следует принимать только по результатам технико-экономического обоснования, применение которого позволяет повысить надежность электроснабжения потребителей и снизить потери в электрических сетях. 8. Использование разработанной методики расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся силовых трансформаторов позволяет повысить эффективность мероприятий по замене недогруженных силовых трансформаторов и решать другие задачи по энергосбережению.
